Nucléaire, solaire ou éolien : combien coûte vraiment l'électricité ?

En bref
Par kWh produit par l'installation, le solaire et l'éolien terrestre font aujourd'hui partie des sources neuves les moins chères. Une nouvelle centrale nucléaire coûte environ le double. Une centrale nucléaire existante dont la durée est prolongée est, elle, bon marché. Ce prix laisse de côté le réseau, la réserve et le stockage. C'est là que les études divergent le plus. Le niveau de risque d'accident et de déchets qu'une société accepte est un choix. Les chiffres ne le tranchent pas.

Ce que l'on entend : qu'en est-il ?

Ce que signifie « coût par kWh »

Les études comparent les sources avec le LCOE (levelised cost of electricity, coût actualisé de l'électricité). C'est le prix moyen par MWh qui permet à une centrale de couvrir tous ses coûts sur toute sa vie : construction, entretien, combustible et démantèlement. Un MWh vaut 1 000 kWh.

Les coûts futurs pèsent moins lourd. Le taux d'actualisation fixe de combien. L'AEN, l'Agence pour l'énergie nucléaire de l'OCDE, calcule avec 5 % par an au-dessus de l'inflation. Elle écrit que de telles hypothèses ne sont jamais neutres. Elles pèsent le plus pour les installations aux coûts de construction élevés, comme les centrales nucléaires et les parcs éoliens.

Le LCOE ne dit rien du moment où le courant arrive. Il ne dit rien non plus des coûts du réseau, de la réserve et du stockage.

Le facteur de charge est la part de l'année pendant laquelle une installation tournerait à pleine puissance. Il détermine la puissance à construire.

Exemple de calcul (illustratif)
Vous voulez produire 1 TWh par an, soit 1 000 000 MWh. Une année compte 8 760 heures. La puissance nécessaire est 1 000 000 divisé par (8 760 × facteur de charge). Les facteurs de charge sont les hypothèses de l'AEN pour la Belgique. Centrale nucléaire (85 %) : environ 134 MW. Éolien en mer (37 %) : environ 309 MW. Éolien terrestre (25 %) : environ 457 MW. Parc solaire (11 %) : environ 1 038 MW. Cela montre seulement ce que vous construisez pour le même nombre de kWh par an, pas ce que cela coûte ni quand le courant arrive.

Ce que trouvent quatre études

L'AEN et l'institut de recherche américain EPRI ont publié en septembre 2026 The Costs of Generating Electricity 2025. C'est l'édition la plus récente d'une série qui remonte à 1983. Le rapport calcule en dollars américains et couvre 21 pays, dont la Belgique. L'AEN est une agence pour l'énergie nucléaire. L'EPRI est un institut de recherche du secteur de l'énergie.

Le rapport de l'AEN n'indique pas l'année de prix du dollar. Les facteurs de charge sont des valeurs d'entrée de l'AEN et de l'EPRI, pas des chiffres belges mesurés. Les chiffres de CO2 sont des médianes du rapport du GIEC de 2014 (AR5). La colonne « Durée de construction » donne l'hypothèse de l'AEN, pas une durée mesurée.

Trois autres études donnent un classement comparable, avec leurs propres hypothèses.

• IRENA (agence pour les énergies renouvelables, 2025, en dollars de 2025 par MWh) : moyenne mondiale pondérée de 33 pour l'éolien terrestre, 44 pour le solaire et 78 pour l'éolien en mer. Facteurs de charge : 36 %, 16 % et 41 %. En Chine, l'éolien terrestre coûte 27 et l'éolien en mer 49. Aux États-Unis, l'éolien en mer coûte 141.
• Lazard (banque d'investissement américaine, juillet 2026, États-Unis, dollars par MWh, sans subventions, 60 % de dette à 8 % et 40 % de fonds propres à 12 %) : solaire 40 à 98, éolien terrestre 37 à 99, éolien en mer 105 à 167 et nouvelle centrale nucléaire 175 à 255. Ce dernier chiffre découle du projet américain Vogtle.
• Fraunhofer ISE (institut de recherche allemand, juillet 2024, Allemagne, euros de 2024) : éolien terrestre 4,3 à 9,2 centimes par kWh, éolien en mer 5,5 à 10,3, solaire 4,1 à 14,4 et nouvelle centrale nucléaire 13,6 à 49,0. Ce dernier chiffre n'inclut pas le stockage définitif. 1 centime par kWh vaut 10 euros par MWh.

Le résultat dépend, pour chaque source, de facteurs différents. Pour le nucléaire, le coût de construction compte : l'AEN voit aujourd'hui 8 760 à 14 940 dollars par kW, et 2 487 à 6 791 si des séries standardisées voient le jour. Pour le solaire et l'éolien, le facteur de charge compte (pour le solaire, 26 % en Australie contre 11 % en Belgique), ainsi que le taux d'intérêt. Pour une série de grandes centrales nucléaires standardisées (« NOAK »), l'AEN voit 56 à 87 dollars par MWh. En Occident, une telle série n'a pas encore été construite.

Ce que le LCOE laisse de côté : les coûts du système entier

Le système, c'est l'ensemble des centrales, du réseau, du stockage, des importations et de la consommation. L'AEN écrit qu'il n'existe aucune mesure qui attribue équitablement les coûts du système à une seule technologie.

• Heptonstall et Gross (Nature Energy, 2021) ont passé la littérature en revue. Avec une faible part de solaire et d'éolien, les coûts pour les intégrer au réseau sont faibles. Avec une part élevée, les preuves sont moins nombreuses et les estimations divergent davantage, car elles dépendent du prix de la flexibilité (stockage, interconnexions, gestion de la demande).
• Sepulveda et ses collègues (Joule, 2018) ont trouvé, par modélisation, que des sources bas carbone « fermes » rendent un réseau totalement décarboné de 10 % à 62 % moins cher. Cela comprend le nucléaire, le gaz avec captage du CO2 et la biomasse. La gestion de la demande complète ces sources.
• Brown et ses collègues (Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2018) ont répondu à Heard et ses collègues (2017), qui jugent irréalisable un réseau entièrement renouvelable. Ils le contestent et pointent des solutions techniques.
• Fraunhofer écrit que, dans un réseau comptant beaucoup de renouvelables, une centrale nucléaire devient bien plus chère que des centrales au gaz ou à l'hydrogène, car les centrales nucléaires ne sont que peu modulables. L'AEN voit le même mécanisme : une centrale nucléaire qui tourne moins d'heures coûte plus cher par kWh. L'AEN conclut autrement. Dans son exemple suisse, le système avec des centrales nucléaires existantes qui tournent plus longtemps était le moins cher.
• Lazard trouve que le solaire et l'éolien, même avec les coûts de réserve, restent compétitifs face aux nouvelles centrales au gaz aux États-Unis.

L'AEN souligne que beaucoup de soleil au même moment fait baisser les prix. Il faut parfois réduire l'excédent (curtailment). Cela augmente le coût par kWh utilisable. Les interconnexions avec les pays voisins aident moins quand le même temps y règne.

Quand chaque source est-elle moins chère ?

• Nucléaire : si les centrales nucléaires existantes continuent de tourner, si la construction neuve se fait en série et sans retard, si les taux d'intérêt sont bas et si l'on dispose de peu de flexibilité ailleurs.
• Solaire et éolien terrestre : sur de bons sites, à taux d'intérêt bas, et tant que leur part reste petite ou que la flexibilité est abondante.
• Éolien en mer : par vent fort. L'AEN juge intéressants les facteurs de charge supérieurs à 50 %, mais le coût de construction reste élevé.

Durée de construction et dépassements

Les centrales nucléaires occidentales récentes ont été achevées tard et à grands frais.

• Flamanville 3 (France). Selon la presse, la première estimation était d'environ 3,3 milliards d'euros, pour une mise en service en 2012. Le réacteur a été raccordé au réseau le 21 décembre 2024. La Cour des comptes a calculé en janvier 2025 un total de 23,7 milliards d'euros (euros de 2023, frais de financement compris). EDF est arrivée elle-même à 22,6 milliards. Les deux montants ne sont pas directement comparables, car l'année de prix diffère.
• Olkiluoto 3 (Finlande). Début des travaux en 2005, production régulière le 16 avril 2023, soit environ quatorze ans plus tard que prévu selon la presse. C'était un contrat clé en main à prix fixe.
• Hinkley Point C (Royaume-Uni). En février 2026, EDF a estimé le coût à 35 milliards de livres, aux prix de 2015, donc sans inflation. Aux prix courants, le montant est plus élevé. Selon EDF, l'unité 1 sera prête en 2030, alors qu'elle était prévue fin 2025 à l'origine. Selon EDF, un an de retard supplémentaire coûte 1 milliard de livres.
• Vogtle 3 et 4 (États-Unis). L'unité 4 est entrée en service commercial le 29 avril 2024. Selon les dépêches de l'AP, le projet a coûté plus de 31 milliards de dollars aux propriétaires. Avec les 3,7 milliards de dollars payés par Westinghouse, le total approche 35 milliards. Au départ, l'estimation dépassait 14 milliards. Aucun total officiel de Georgia Power n'a été trouvé.

L'AEN souligne qu'il s'agit surtout de premiers exemplaires, après des années sans construction. L'expérience des années 1970 et 1980 montre que les séries suivantes sont devenues moins chères. Lazard suppose, sur avis d'experts, que Vogtle 4 a coûté environ 30 % de moins que Vogtle 3.

Le solaire et l'éolien se construisent plus vite, mais là aussi des retards se produisent. Exemple : la mer du Nord belge, avec environ 2,3 GW d'éolien en mer. La zone Princesse Élisabeth, jusqu'à 3,5 GW, est en retard. Le premier appel d'offres de 700 MW a été arrêté en 2025. Le gouvernement a approuvé un nouveau cadre le 18 juillet 2026. L'île énergétique correspondante doit être là au plus tard le 1er octobre 2031. Le cadre doit encore passer devant le Conseil d'État et la Commission européenne. L'île relie les parcs au continent et coûte 3,6 milliards d'euros pour la première phase, selon Elia (le gestionnaire du réseau). Pour l'ensemble, on cite des montants de 7 à au moins 9 milliards d'euros, selon que la liaison avec le Royaume-Uni est comptée ou non. Ce sont des coûts de réseau, pas des coûts d'éoliennes.

La Belgique fin octobre 2026

• 14 mars 2025. Le gouvernement et Engie ont conclu un accord pour 10 années supplémentaires pour Doel 4 et Tihange 3. L'État et Engie détiennent chacun la moitié des deux réacteurs. Un contrat (contract for difference) leur fait partager le risque de prix. L'État a repris la responsabilité des déchets.
• 15 mai 2025. La Chambre a abrogé la loi de 2003. Cela a supprimé la plupart des dates de fermeture et l'interdiction de nouvelles centrales nucléaires. Pour Doel 4 et Tihange 3, 2035 reste dans la loi, en raison de l'accord avec Engie. Aucune décision n'est prise sur une nouvelle centrale nucléaire.
• 10 juillet et 8 octobre 2025. Tihange 3 et Doel 4 ont été reconnectés au réseau, après l'accord de l'AFCN (Agence fédérale de Contrôle nucléaire).
• 30 avril 2026. Le gouvernement et Engie ont signé une lettre d'intention pour reprendre les sept réacteurs. Selon le Brussels Times du 30 avril 2026, les travaux de démantèlement en cours aux centrales de Doel et de Tihange sont à l'arrêt tant que les discussions durent. Le 29 septembre, la VRT a indiqué qu'aucun accord ne serait prêt le 1er octobre. Selon la VRT, le montant qu'Engie doit verser pour le démantèlement, 8 à 11 milliards d'euros, reste ouvert. Selon le Brussels Times du 27 octobre (d'après De Tijd et L'Echo), les discussions se poursuivent jusqu'au 4 novembre. Un projet de loi sur la nationalisation forcée est prêt au cas où elles échoueraient. Aucune confirmation officielle ni nouvelle plus récente n'a été trouvée.
• Gestionnaire de réseau Elia. Selon le communiqué, l'étude de juin 2025 sur 2026 à 2036 voit un besoin de capacité supplémentaire dès 2028. Elia demande de la clarté à long terme et plus de flexibilité. Parmi les possibilités, Elia cite notamment des centrales nucléaires prolongées ou nouvelles, plus d'éolien en mer, plus d'interconnexions et moins de demande. Elia ne choisit aucune technologie. L'étude complète n'était pas consultable.

Risques : où les faits s'arrêtent

Accidents. Our World in Data met des études côte à côte. Elle utilise Markandya et Wilkinson (The Lancet, 2007) pour les sources fossiles et Sovacool et ses collègues (2016) pour le solaire et l'éolien. Résultat par TWh : charbon environ 25 morts, pétrole 18, gaz 3, hydraulique 1,3, éolien 0,04, nucléaire environ 0,03 et solaire environ 0,02. Les chiffres des sources fossiles valent pour des centrales européennes. Pour le nucléaire, Our World in Data compte 433 morts pour Tchernobyl et 2 314 pour Fukushima, d'après l'UNSCEAR et le gouvernement japonais. L'OMS estimait en 2005 jusqu'à 4 000 décès possibles par irradiation dans les groupes les plus exposés. D'autres études estiment bien plus haut. Les chiffres divergent fortement.

Déchets. L'ONDRAF (l'organisme belge des déchets radioactifs) a choisi le stockage géologique profond. Selon l'ONDRAF, le projet prendra encore de nombreuses décennies. Dans le LCOE, le démantèlement pèse peu : l'AEN compte pour la Belgique environ 0,56 dollar par MWh pour une nouvelle centrale nucléaire et 0,54 à 0,81 pour le solaire et l'éolien. Fraunhofer n'inclut pas le stockage définitif. Les provisions pour le démantèlement font encore l'objet de négociations. Selon le Brussels Times du 30 avril 2026, Engie a mis de côté 8,7 milliards d'euros pour cela. La source de ce chiffre (Synatom, ou la Commission des provisions nucléaires) n'a pas été trouvée. Dans L'Avenir, un ingénieur nucléaire estime qu'il faut ajouter 2,5 à 3 milliards. Engie conteste des projections de près de 3 milliards de plus.

Dépendances. Selon l'Agence d'approvisionnement d'Euratom, en 2024, 15,6 % de l'uranium naturel et 23,55 % des services d'enrichissement de l'UE venaient de Russie. Pour l'enrichissement, c'était 37,9 % en 2023. L'AIE écrivait en 2022 que la Chine dépassait 80 % à chaque étape de production du solaire. Le nouvel appel d'offres belge en mer limite les turbines et les pièces chinoises, selon offshorewind.biz.

Espace. Lovering et ses collègues (PLOS ONE, 2022) ont trouvé la médiane la plus basse pour le nucléaire : 7,1 hectares par TWh par an. Pour l'occupation du sol des centrales, ils ont utilisé des données américaines. Le solaire et l'éolien occupent plus d'espace, selon ce que l'on compte.

CO2 et nature. Selon le GIEC, l'éolien et le nucléaire émettent 11 à 12 g CO2e par kWh sur leur durée de vie, le solaire à grande échelle 48, le gaz 490 et le charbon 820. Ce sont des médianes à forte dispersion. Selon des résumés, la CEE-ONU (2021) donne 5,1 à 6,4 pour le nucléaire et 7,8 à 16 pour l'éolien terrestre. Le rapport lui-même n'était pas consultable. L'Institut royal des Sciences naturelles de Belgique estime, dans une présentation de 2020 et avec un modèle de calcul, 290 (plus ou moins 205) collisions par an pour les six espèces d'oiseaux les plus nombreuses dans les parcs belges. Il s'agit surtout de goélands. Aucun chiffre belge comparable pour d'autres sources n'a été trouvé.

Faits et choix. Une étude peut mesurer les coûts, les durées de construction et les émissions, même si les hypothèses diffèrent. Le risque d'accident rare mais grave, la quantité de déchets pour les générations suivantes et la dépendance à l'égard de l'étranger qu'une société accepte relèvent d'un choix politique. Cet article ne choisit pas de technologie pour la Belgique.

Et maintenant ?

1. Face à une affirmation sur les coûts, demandez : s'agit-il d'une centrale existante ou neuve, de quel pays et de quelle année ? Un chiffre américain dit peu de choses sur la Belgique.
2. Vérifiez si les « coûts du système » sont inclus. Un LCOE ne les contient jamais.
3. Cherchez la source. Regardez qui l'a produite : une agence pour l'énergie nucléaire, une agence pour les énergies renouvelables ou une banque.
4. Vous voulez savoir comment la Belgique compte garantir son électricité ? Lisez les scénarios d'Elia sur elia.be.

Sources et avertissement

• OCDE AEN et EPRI, The Costs of Generating Electricity 2025 (2026)
• IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2025 (2026)
• Lazard, LCOE+ (juillet 2026)
• Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien (juillet 2024)
• GIEC AR5, groupe de travail III, annexe III (2014)
• Heptonstall et Gross, Nature Energy (2021)
• Sepulveda et al., Joule (2018)
• Brown et al., Renewable and Sustainable Energy Reviews (2018)
• Our World in Data, mortalité par TWh
• Lovering et al., PLOS ONE (2022)
• Engie, accord avec le gouvernement fédéral (14 mars 2025)
• VRT, loi sur la sortie du nucléaire abrogée (15 mai 2025)
• VRT, discussions sur la reprise (29 septembre 2026)
• Brussels Times, Princess Elisabeth Island (7 septembre 2026)
• NIRAS-ONDRAF
• Cour des comptes via Connaissance des énergies (janvier 2025)
• World Nuclear News, Olkiluoto 3 (avril 2023)
• Nuclear News (ANS), Vogtle 4 (29 avril 2024)
• Brussels Times, Doel 4 de nouveau sur le réseau (15 octobre 2025)
• Brussels Times, reprise par l'État (30 avril 2026)
• L'Avenir (29 octobre 2026)
• offshoreWIND.biz, nouveau cadre pour la zone Princesse Élisabeth (24 juillet 2026)
• Elia, étude d'adéquation et de flexibilité 2026 à 2036 (communiqué, juin 2025 ; copie sur MarketScreener)
• Agence d'approvisionnement d'Euratom, rapport annuel 2024 (copie sur un autre site)
• World Nuclear News, Hinkley Point C (23 janvier 2024, prix de 2015)
• BEC Business Cluster, Hinkley Point C 35 milliards de livres (23 février 2026)
• Brussels Times, nationalisation forcée (27 octobre 2026)
• OMS, Tchernobyl (5 septembre 2005)
• AIE, Solar PV Global Supply Chains (2022)
• IRSNB, suivi des oiseaux dans les parcs éoliens belges (présentation 2020)

Ces informations sont générales. Elles ne constituent pas un conseil personnel. Les chiffres et les décisions peuvent changer. Situation au 30 octobre 2026.